根据蒲白矿务局矸石电厂2X6MW+1X12MW机组辅机运行中的具体情况，针对3台机组热力除氧器、凝汽器的运行情况、检修改进进行分析；分析了软化水温度对溶氧量的影响以及软化水直补凝汽器、凝结水被冷渣机加热等，提出了防止溶氧量增加的对策和合理利用热能的办法及实施效果，以提高机组的安全经济运行。

在汽轮机设备中，凝汽器和热力除氧器为主要设备之一，而冷渣机为锅炉重要辅助设备，供热设备也是热力发电厂重要设备之一，如何更好地利用各个设备之间的关系合理利用热能也是重要的课题。

凝汽器主要作用是一种热交换设备，主要是将汽轮机在做功后所排出的蒸汽转化为凝结水。在汽轮机内，蒸汽完成了膨胀的过程后，其在凝结的实际过程中，会急剧缩小排汽体积，原来充满了蒸汽的空间出现了高度真空。通过凝结水泵，经给水泵和给水加热器等将凝结水输送进锅炉，这样为热力循环整体的连续运行提供了有效保障。凝汽器的运行状态质量主要表现在是否保持在佳真空。我厂凝汽器为表面式凝汽器，循环水带走大量的凝结热量来保证乏汽凝结。如果改为混凝式或部分采用混凝式，则能减少换热损失，减少凝结热量损失。

热力除氧器作用就是为了避免因为外部因素影响，导致设备仪器、管道和锅炉发生高温腐蚀的现象，延长设备仪器的使用寿命。目前，除氧主要有两种方式，分别是化学除氧和热力除氧，在发电厂中广泛选择的是热力除氧，给水中存在部分气体，对仪器设备造成了严重的危害，因此，除气实际上就是除氧。

随着信息技术的发展，热力除氧器在结构方面也发生了改变，由淋水盘再沸腾式发展为膜式热力除氧器。在电厂内，一共有三台热力除氧器，二台运用的是每小时20吨喷雾填料式，三台运用的是每小时40吨的喷雾填料式，而一台经过了技术改进，运用的是每小时20吨的旋膜式。

冷渣机的使用实现了电厂连续排渣，根据锅炉的工作负荷在一定范围内进行连续自动调节渣量，能够增强锅炉床压的稳定性，保证锅炉燃烧层的厚度，使得炉渣含碳量能够降低，采用凝结水与渣料进行热交换，冷渣效果好，不耗水量，软化水水质不结垢，减少运行成本并且能大幅提高凝结水温度，是节能、节水的新方法。

热力除氧器问题的提出

电厂为了充分利用余热，将冷渣系统形成，炉渣从800℃降至100℃以下，冷却水采用凝结泵出来的凝结水。凝结水再进入冷渣机加热至出水温度70℃~80℃,然后供到热力除氧器。低压加热器作为备用设备，在冷渣系统出现问题时投入运行低压加热器，凝结水经过低加直接补至热力除氧器。但是软化水一直没有充分加热，直接进入热力除氧器，造成热力除氧器的温度和压力出现了较大的波动。含氧量出现了严重超标的情况，对电厂的经济和安全运行产生了严重的影响。提高软化水的温度，有利于热力除氧器尽快补水，从而达到饱和，也有利于水溶气体快速逸出。如果单独对软化水温度升高，热力除氧器的化补水进水量小，平均每台热力除氧器只有每小时5吨左右的补水量，这时热力除氧器的溶解氧含量就会出现超标现象。电厂供暖期间，供热站凝结水进热力除氧器方式为间歇性，造成热力除氧器压力、温度产生较大的波动，供暖后期，逐渐积累了一定的经验以及不断调整运行人员，使得情况得到了一定的改善，但是与运行指标依然存在着较大的差距。

热力除氧器分析原因，制定策略

1)热力除氧器给水雾化能力较差

热力除氧原理的主要基础就是道尔顿定律和亨利定律，水中的气体溶解度与外部的空气分压力在一定程度上是成正比的，恒定定压力下，增大蒸汽分压力，将会降低空气分压力。当水达到沸腾饱和时，蒸汽分压力大，因此在除氧操作过程中，理想状态就是水能够沸腾饱和，如果空气分压力在平衡压力以内，水中会逸出空气。此外，空气分压力的降低与热力除氧器能否快速排出空气也有一定的关系，因此为了保持热力除氧器的除氧效，应该满足以下几点要求：

(1)进水在雾化之后需要充分接触蒸汽，加快达到饱和状态的速度；

(2)保证空气能够有充足的时间从水中逸出。

(3)空气能够顺利及时逸出。

这三条如果有一条不能满足，对于除氧效果都会造成一定程度的影响。这也是热力除氧器运行时需要注意的重点内容以及改进结构所要实现的理想目标。经过对这三个条件进行反复分析论证，以及现场的反复调整试验，发现没有达到要求的主要原因是二个条件：软化水水温低，一般为常温状况，冬季更低。软化水直接进入热力除氧器，水中的空气由于温差大来不及从水中逸出就进入水箱至给水泵打到锅炉，造成溶解氧不合格。所以软化水应补至凝汽器，补水量经过计算为3th～5th,和乏汽混合后成为凝结水。再分析凝结水认为没有达到要求的次要原因是一个条件：提高凝结水的补水温度，有利于节能和除氧，但温度不能过高，实践证明，适合的温度应该尽量控制在70℃~80℃之间，如果超过80℃,将会难以控制运行，不合格率也会升高。

2)热力除氧器进水方式改变

如果用软化水直接进入热力除氧器这趟管路，由于软化水补水量小，不能保证其内部同等数量的雾化喷头的实际压力能够保证有效喷雾形成，只能形成小水流柱，水柱难以充分接触蒸汽，就不能快速达到饱和，使得热力除氧器化补水的进水量过小，含氧量不合格。所以，应该禁止软化水直接进入热力除氧器，才能解决问题。

禁止软化水直接进入热力除氧器，将全部反渗透来软化水喷散进入凝汽器，软化水与乏汽充分混合换热。这样可以利用乏汽凝结放热能量，即把软化水从常温升至48℃左右，又能增加凝汽器换热效率，提高机组真空。凝结水和软化水混合后经过凝结泵进入冷渣机加热至70℃~80℃,然后经过凝结水母管进入热力除氧器，将凝结水经过低压加热器至热力除氧器回路当做备用管道系统。这样补水温度均匀、充足且易于调整，同时减少软化水直接进入热力除氧器这趟管路，使系统简化，便于操作。

3)供热站凝结水进热力除氧器方式为间歇性，汽轮机抽汽进入供热站换热器换热凝结后，经过供热凝结泵打至凝结水母管，然后进入热力除氧器。其运行时不能连续补水造成补水时热力除氧器压力温度下降，停止补水时压力温度急剧上升，给运行调整带来困难且除氧效果不达标。

4)供热站水箱补水一直采用软化水直补，因软化水调整至凝汽器补水，导致实际运行中供热站水箱和凝汽器之间短路，在补水量不足的情况下，大量空气进入凝汽器导致机组真空下降减负荷运行事件。实践证明必须采取软水补给泵连续运行且对供热站水箱补水及低氮燃烧补水进行改造分离才可以保证机组真空稳定。

热力除氧器实际应用情况及经济效益

1)投资4.8万元将1#热力除氧器由喷雾填料式改为旋膜式，运行一年多后，安全可靠，溶解氧指标明显比另外两台低，在资金许可的情况下将继续对其他两台进行改进；

2)内部配水结构的检修改进，取消软化水半环形喷嘴并将其连接到凝结水上，高加疏水改进为小孔喷散型。通过检验运行，达到了预期效果，控制容易，溶解氧合格率超过了98°o,达到相关的设计要求。对其成功的改造，大幅度降低了主给水管道、蒸汽管道、以及锅炉的氧腐蚀，延长了使用寿命，并且提高了经济效益；

3)增加化水软水泵直接补充供热站水箱及低碳燃烧系统进水管道系统，同时增加软化水直补冷却塔管道后，这三个地方的补水均能满足要求，其系统和凝结水系统分离后运行一年以上，各系统运行正常、可靠。凝结水系统对机组真空也没有影响，相反由于软化水温度低与乏汽混合加快了凝结放热效果，对真空提升有一定关系，经过测试真空能提高约2000Pa。